东北电网并网电厂涉网安全技术监督工作规定

东北电网并网电厂涉网安全技术监督工作规定（精选3篇）

篇1：东北电网并网电厂涉网安全技术监督工作规定

东北电网并网电厂涉网安全

技术监督工作规定

（试行）

国家电网东北电力调控分中心

2011年10月1日

目录

1.总则

2.涉网安全技术监督工作程序

3.涉网安全技术监督工作方式和监督内容及要求 3.1 调度管理专业 3.2 系统运行专业 3.3 继电保护专业 3.4 调度通信专业 3.5 调度自动化专业 4.其他

附件1 系统运行专业涉网安全技术监督详细内容及要求 附件2 继电保护专业涉网安全技术监督详细内容及要求 附件3 调度通信专业涉网安全技术监督详细内容及要求 附件4 调度自动化专业涉网安全技术监督详细内容及要求 2

1． 总则

1.1 为保障东北电网和并网电厂安全、稳定、优质、经济运行，促进电网和并网电厂间的网厂管理及技术协调，结合东北电网及并网电厂的调度运行管理和涉网安全技术监督工作实际情况，特制定东北电网并网电厂涉网安全技术监督工作规定（以下简称本规定）。

1.2 本规定仅作为东北电网调度机构加强电厂涉网安全管理和涉网安全技术监督工作之规定，不影响并网电厂执行其他有关验收标准、技术监督标准、安全性评价标准等国家或行业管理标准、技术规范和规定，也不影响技术监督单位对电厂开展的正常技术监督工作。

1.3 本规定适用于东北电网网、省级调度机构，东北电网技术监督单位，并入东北电网220kV及以上电压等级电网的所有并网电厂，网、省级调度机构调度管理的所有并网风电场。东北电网地级调度机构和其它电厂可参照执行。

1.4 在电厂新机组、风电场新风电机组投产前，或在新的涉网安全技术监督周期（定义为与并网调度协议周期相同）开始前，调度机构按调度管辖范围，委托有资质的技术监督单位按本规定开展涉网安全技术监督工作。技术监督单位的涉网安全技术监督报告结论作为签订并网调度协议的依据和必备条件。

2． 涉网安全技术监督工作程序

2.1 并网电厂、风电场在按国家及行业有关标准、规范、规定要求完成电厂、风电场内有关一二次设备的设计、安装、调试、试验、验收工作并合格后（以验收报告日期为准），按调度管辖范围向调度机构和技术监督单位提交涉网安全技术监督工作申请。

2.2 调度机构会同技术监督单位在在收到申请后的3个工作日内，答复涉网安全技术监督工作安排计划。

2.3 技术监督单位按调度机构的安排，在7个工作日内完成申请单位提出的机组涉网安全技术监督工作，并在涉网技术监督工作完成后的7个工作日内，向调度机构和申请单位提交涉网安全技术监督报告，经调度机构各专业负责人签字并经主管领导批准后生效。

2.4 调度机构在收到涉网安全技术监督报告的3个工作日内，通知申请单位是否是具备签订并网调度协议条件，或需进一步整改的工作内容。调度机构根据进一步整改的工作内容和整改报告决定是否安排技术监督单位重新开展现场技术监督工作。3． 涉网安全技术监督工作方式和监督内容及要求

技术监督单位深入申请单位现场，采取听取汇报、查验质检和验收报告、现场检查、现场测试或试验等工作方式，对下列各专业内容进行检查监督： 3.1 调度管理专业

3.1.1 电厂、风电场必须按国家及行业有关标准、规范、规定完成电厂、风电场内有关一二次设备的设计、安装、调试、试验、验收工作，并满足国家及行业有关标准、规范、规定的要求，具备完整的验收试验和验收报告；满足《电网运行准则》、《风电场接入电网技术规定》及调度机构下发的基建工程专业验收规范和管理规定等技术标准要求，电厂、风电场一、二次系统设备具备送电和并网运行条件。

3.1.2 电厂、风电场上岗值长必须取得调度机构颁发的调度系统值班人员上岗证。

3.1.3 电厂、风电场在脱离电网后，必须具有完备的自保厂用电方案和措施。

3.1.4 风电场必须建成并投运风电功率预测预报系统，并能够实现与调度机构联网自动上传；必须建成风电功率控制系统，并能够接入调度机构自动控制系统，实现功率自动控制。3.2 系统运行专业

3.2.1 电厂发电机励磁系统（包括PSS，以下同）有关参数（如强励顶值倍数、强励时间、低励限制等）的设置和整定，必须满足《同步发电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》等国标或行标的要求。

3.2.2 电厂发电机调速系统有关参数设置和整定必须满足《汽轮机电液调节系统性能验收导则》、《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》、《水轮机电液调节系统及装置技术规程》、《水轮

机控制系统技术条件》等国标或行标的要求。

3.2.3 电厂发电机一次调频参数设置和整定必须满足《东北电网发电机组一次调频调度管理暂行规定》要求。

3.2.4 电厂300MW及以上容量发电机组必须配备高频保护、低频保护，并按调度机构下发的定值正确整定；必须配备失磁保护、失步保护保护，其整定值满足系统运行要求。

3.2.5 电厂发电机组频率保护（如低频、高频等）的设置和整定必须能够满足《电网运行准则》的要求，风电场频率保护的设置和整定必须能够满足《风电场接入电网技术规定》。3.2.6 风电场风电机组必须配备高频、低频、过电压、低电压保护，并按调度机构下发的定值正确整定。

3.2.7 电厂、风电场必须按接入系统设计时经审查确定的方案完成有关安全自动装置的设计和实施工作。

3.2.8 电厂发电机组及其厂用系统辅机设备（特别是采用变频器电源的给煤机、空气预热器、凝结水泵、空冷机组的空冷风扇等）的保护配置、定值整定、运行性能等必须满足：系统发生故障保护正常动作（Ⅰ段或Ⅱ段保护正确动作）时，发电机组应能稳定、可靠运行，即不跳闸脱网和不发生大的有功功率波动。3.2.9 风电场风电机组必须按国家能源局国能新能【2010】433号文件规定，经国家授权的有资质的检测机构测试并合格准入； 3.2.10 风电场风电机组其低电压穿越能力必须经试验证明满足《风电场并网运行技术规定》的有关要求，并承诺在并网后3

个月内通过测试。

3.2.11 风电场必须按接入系统设计时确定的要求，设计和实施无功补偿设备，无功补偿设备的运行性能、运行方式、控制策略等必须满足系统运行要求。

系统运行专业涉网安全技术监督详细内容及要求见附件1。3.3 继电保护专业

3.3.1 电厂发电机、主变压器及高压母线等必须按接入系统设计要求配备快速、完备的继电保护，设备选型应满足相关规程、反措和调度机构下发的《继电保护配置和选型原则》的要求，其整定值满足系统运行要求。

3.3.2 由电厂、风电场负责整定计算的保护定值，应满足规程的要求，严格履行计算、审核和批准的工作流程，整定计算方案齐全。

3.3.3 电厂、风电场所有继电保护必须进行整组传动试验，并传动正确。投产设备的图纸、参数等资料齐全，符合现场实际。3.3.4 发电厂、风电场必须按审定的接入系统设计方案配备保护信息子站、故障录波器和行波测距装置，并完成调试和验收，可以接入调度主站系统，能够与一次设备同步投产。

3.3.5 电厂、风电场必须编制继电保护现场运行规程，运行值班人员通过培训和考核合格。

继电保护专业涉网安全技术监督详细内容及要求见附件2。

3.4调度通信专业

3.4.1

电厂、风电场继电保护、安全自动装置、调度数据网、调度电话等涉网通信电路应具备双路径，路由与接入系统设计审查意见一致，并完成调试和验收。

3.4.2 电厂、风电场涉网通信设备应选用技术先进、安全可靠的产品，设备选型、性能必须满足调度机构有关要求，设备型号应与电网端设备保持一致，设备供应商应满足本地化服务要求。3.4.3 电厂、风电场涉网重要通信设备应按要求由两套独立的通信电源系统供电，任何一套电源系统故障应不影响通信设备正常运行，通信直流电源系统蓄电池容量应符合要求（即供电能力不小于12小时）。

3.4.4 电厂、风电场应按审定的接入系统设计方案完成调度电话的调试工作，并按要求具备调度电话的备用系统（外线、系统电话等）。

3.4.5 电厂、风电场应完成综合数据网设备调试工作，接入方案满足审定的接入系统设计要求，并完成调试和验收。3.4.6 电厂、风电场应有专人负责通信运行管理，熟悉通信设备检修、故障处理等运行维护和运行管理工作。3.4.7 电厂、风电场通信系统运行维护关系已明确。

调度通信专业涉网安全技术监督详细内容及要求见附件3。

3.5 调度自动化专业

3.5.1 电厂、风电场有关涉及电网的监控系统、电量采集装置、数据网、安全防护设备等设备选型、功能必须满足《电网调度自动化系统运行管理规程》（DL 516-93）等国家标准、电力行业标准和调度机构有关要求。

3.5.2 电厂、风电场须按接入系统设计要求，开通到管辖调度机构的调度数据网或信息传输专线。

3.5.3 电厂、风电场的二次系统按照国家电监会第5号令《电力二次系统安全防护规定》和电网调度机构有关规定的要求已实施安全防护措施，并通过验收。

3.5.4 电厂、风电场须按接入系统设计要求，设计和安装电能计量装置、相量测量装置（PMU），并完成调试和验收。3.5.5 电厂、风电场须按接入系统设计要求，能够实现与管辖调度机构的OMS系统互联，并能够完成电量上报、检修计划申请、发电计划查询等日常业务。

3.5.6 电厂、风电场必须按接入系统设计要求，建设统一的时间同步系统，并完成本厂、站调试和验收，能够接入管辖调度机构的时间同步系统。

3.5.7 电厂必须按接入系统设计要求，设计和实施自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、热负荷在线监测系统、脱硫监测系统，并完成本厂、站调试和验收。

3.5.8 风电场须按接入系统设计要求，设计、实施风电场实时信息采集系统和风电功率自动控制系统，并完成本厂、站调试和验收。

3.5.9 电厂必须按接入系统设计要求，设计和实施其他特殊要求的自动化系统，并完成本厂、站调试和验收。

调度自动化专业涉网安全技术监督详细内容及要求见附件4。

4、其他

4.1 本规定中的电厂包括燃煤火电厂火电机组、燃汽轮机组、水电厂水电机组、抽水畜能机组、核电厂核电机组等类型发电厂的同步发电机组。

4.2 本规定中所引用的规范、规程或规定，以正在执行中的最新版本为准。

4.3 各省级调度机构调度管辖范围内的并网电厂涉网安全技术监督报告报国家电网东北电力调控分中心核备。

4.4 本规定由东北电网安全稳定领导小组批准，由国家电网东北电力调控分中心负责制定、颁发和解释。4.5 本规定自2011年10月1日起正式执行。

篇2：东北电网并网电厂涉网安全技术监督工作规定

（征求意见稿）

第一章 总则

第一条 并网发电厂和用户涉网技术监督是保证电网安全、可靠、经济和稳定运行的重要手段，也是电网生产技术管理的一项重要基础工作。为适应电网发展的需要，进一步加强和规范涉网技术监督工作，制订本规定。

第二条 涉网技术监督应坚持贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”，超前防范的方针，积极推行全过程、全方位技术监督，发现涉网设备隐患，及时消除缺陷，防止事故发生，提高电网的安全运行水平。

第三条 涉网技术监督应严格执行《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国计量法》、国家电力监管委员会《关于发电厂并网运行管理的意见》、国家电网公司《加强网厂安全管理，保证电网安全稳定运行的指导意见》、《国家电网公司技术监督工作管理规定》和《湖南省电力公司技术监督工作管理办法》等要求，建立相应的管理体系和制度，规范技术监督工作。

第四条 涉网技术监督实施归口管理。湖南省电力公司生产技术部是湖南电力系统技术监督归口管理部门。湖南省电力公司试验研究院（以下简称试研院）为湖南电力系统技术监督执行部门。各电力建设、生产和运行部门必须支持、协助、配合试研院 开展技术监督工作。并网发电厂和用户是涉网技术监督的责任主体，各相关单位应设立涉网技术监督专责。

第五条 各在湘上网运行的发电厂、直供用户应保证涉网设备的安全及供电品质，应接受电网技术监督执行部门对涉网设备安全及供电品质的技术监督，将开展技术监督工作作为并网电厂、直供用户签订购售电合同和并网调度协议的前提条件之一。

第六条 涉网技术监督重点应放在涉网安全部分，对涉网设备的电力生产全过程开展技术监督，在电能质量、电气设备性能、化学、电测、金属、热工、保护与控制以及自动化、信息与电力通信、节能与环境保护等方面对电力设备的健康水平和安全、质量方面的重要参数、性能和指标进行监督、检查、调整及评价。

第七条 开展涉网技术监督应以专业技术监督为基础，以单一设备技术监督为主要工作手段，以安全生产为主要目的。技术监督单位应定期对受监单位进行技术监督检查，技术监督检查以查看现场设备状况、相关管理制度、各项检测试验报告为主，检测试验报告应由有资质的单位出具。

第八条 本规定适用于湖南省电力公司所属发电企业、并入电网的发电企业（含企业自备电厂）、接入电网的电力用户等。

第二章 涉网设备入网管理

第九条 涉网设备指与电网安全稳定运行密切相关的设备，主要是发电机及升压站一次设备、相关继电保护和安全自动装置、故障录波装置及事件记录装置（SOE）、电力调度自动化系统设备和电力专用通信设备以及机组励磁系统和调速系统。涉网技术监 督内容包括这些设备的技术状况，与电网运行相关的功率、频率、电压、谐波等，以及节能和环保调度所需机组主要参数和设备的运行状况。

第十条 相关单位在进行涉网设备的规划、可行性论证、设计、招投标、竣工验收阶段，技术监督单位应根据相关标准、规程、规定和运行经验、反事故措施等提出涉网设备技术监督的意见和要求。

并网机组的继电保护装置、安全自动装置、控制系统、电力调度自动化系统和设备必须经部级及以上有资质的相应质检中心确认其技术性能指标符合有关规定，经电网运行考核证实性能及质量满足有关标准规定的要求，并坚持先行试点取得经验再逐步推广应用的方针。

第十一条 涉网设备如在运行中出现重大问题应通知技术监督单位参加事故调查，涉网设备在其他单位出现重大缺陷时，应按技术监督单位意见进行整改，直至设备退出运行。

第十二条 相关单位在基建和技改工程项目中，应择优订货。无论国内生产或进口的涉网设备，凡是专业整顿中不合格的，不满足反事故措施要求的，经质检不合格或拒绝质量监督抽查(检查)的产品，根据运行统计分析事故率高且无解决措施的以及国网公司、网省公司明令停止订货(或停止使用)的设备，应禁止入网运行。

第三章 并网发电厂及用户涉网技术监督

第十三条 发电机及升压站一次设备投入运行时，相关继电 保护和安全自动装置、故障录波装置及事件记录装置（SOE）、电力调度自动化系统设备和电力专用通信设备等应同步投入运行，其各项参数及整定值应满足所接入电网的要求。

并网机组励磁系统和调速系统在参数设置、设备启停、设备改造等方面应制定必要的管理制度和技术措施。

单机容量200MW及以上并网机组应设置高低频率，过低电压，过激磁、失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置等，并接受技术监督单位的监督。

并网机组应按照电网运行要求配备RTU、PMU及安全自动装置等设备，RTU、PMU装置应该运行良好，数据准确并接受技术监督单位的监督。

并网机组及线路所配备的故障录波器和SOE系统，是机组发生故障时的主要监控设备，必须按要求正常投入运行并定期或按状态检修评价结论进行检验。

第十四条 新建或改造的发电机组励磁系统、调速系统的有关功能、模型、逻辑、定值及参数设定等在供货协议签订前必须经过充分的技术论证，并列入工程验收内容，涉及电网稳定的励磁和调速器参数实测、PSS参数整定投入试验、一次调频和进相试验等工作应由具有资质的试验单位进行，以确保实测参数能用于稳定计算使用，保证电网的稳定运行。

第十五条 并网发电机组应具有一次调频功能，并投入运行，机组一次调频的负荷响应滞后时间、响应时间、转速不等率、转速调节死区等参数应符合相关规程的要求。有单/多阀管理功能的机组应在试生产完成后重新进行多阀方式下的测试工作，当机组 调速系统发生重大改变后，应重新进行一次调频试验，以保障机组和电网的安全。

单元制汽轮机发电机组在滑压状态运行时，必须保证调节汽门有部分节流，使之具有额定容量3%以上的调频能力；水轮发电机组在各种水头条件下运行，机组进水导叶开度应低于导叶开限3%以上，以具有足够的调节能力。

第十六条 拟并网的200MW（新建100MW）及以上火电和燃气机组，40MW及以上水电机组和抽水蓄能机组应参加电网AGC运行。新投产机组的AGC功能应在机组移交商业运行的同时投入使用，发电机组AGC的性能指标，如响应时间、负荷变化速率、负荷动态、静态偏差应满足接入电网的相关规定和要求，现场试验完成情况应列入工程验收内容。对于已投运AGC的发电机组在相关设备重大改造及大修后投入AGC运行前，必须进行现场试验和联合测试。

火电企业应加强机组燃烧管理和协调控制系统的维护工作，确保AGC实际变负荷能力满足电网安全稳定的要求。

第十七条 拟并网的新建100MW及以上火电和燃气机组，40MW及以上水电机组和抽水蓄能机组应具备PSS功能，运行时必须保PSS的正常投入。新投产机组的PSS功能应在机组移交商业运行的同时投入使用，已投运发电机组在设备重大改造后PSS试验应重新进行，现场试验完成情况应列入工程验收内容。

第十八条 发电厂高压母线电压允许范围应按照相应调度部门下达的电压曲线执行，运行中应及时调整发电机无功出力，确保高压母线电压符合要求。发电机监控系统和表计应能够监视发 电机双向无功功率和功率因数。

并网机组应具备进相运行能力。机组进相运行范围应由具有资质的试验单位试验确定，试验过程中发电机应带高压厂用变压器运行。

配备了AVC功能的发电机组，在移交商业运行和设备重大改造后投入AVC运行前，应进行相应的联合试验。

第十九条 新建、扩建和技改项目的110kV及以上电压等级涉网单位的母差失灵保护、线路保护、主变零序保护及上述保护通道等设备首次投运前，应通知技术监督单位对继电保护及安全自动装置进行验收，进行设备功能确认性试验及接入电网的测试试验。

新建、扩建和技改项目的110kV及以上电压等级涉网单位的变电站监控系统、高低周切机、远切、联切装置、稳控装置及上述设备通道等设备首次接入湖南电网正式投运前，应通知技术监督单位对继电保护及安全自动装置进行验收，进行设备功能确认性试验及接入电网的测试试验。

第二十条 对于通过RTU、PMU和SOE（遥信数据）上传的并网机组涉网技术在线监测的主要参数，包括机组转速（频率）、一次调频负荷、机组负荷、实际负荷指令、调门（导叶）开度、机前压力、调节级压力、机端电压等；以及节能和环保调度所需要机组主要参数如机组主汽压、主汽温、脱硫效率、SO2浓度、氮氧化合物浓度等应定期进行校验，技术监督单位将根据情况对其校验报告进行检查和抽核。

第二十一条 大型汽轮发电机应具备一定的耐受带励磁失步 振荡能力和失磁异步运行能力。

为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具备必要的频率异常运行能力。对于设置为低频启动的机组，未经调度许可不得退出低频启动功能。

发电机组的OPC功能和超（过）速保护功能与机组、电网的安全运行密切相关，机组OPC和超（过）速保护的设置应与电网的实际情况相适应。汽（水）机的保护装置首次投运前、大修或改造后必须经可靠检验和动作试验。

第二十二条 对于具备黑启动、调相和孤网运行能力，并完成了相应试验的机组，电厂要加强维护，以确保电网异常时具备快速恢复能力。

第二十三条 电气一次设备主要指发电机、变压器、电抗器、电容器、GIS、断路器、隔离开关、互感器、避雷器、耦合电容器、输电线路、电力电缆、独立套管、接地装置等。

并网机组和用户的一次设备设计、选型应考虑电网发展、污区分布情况，符合有关标准、规程和反事故措施的要求，技术监督单位对变压器(电抗器)设计中的相应参数进行审核，保证设备有足够的抗短路能力、绝缘裕度和负荷能力。

高压电气设备投入运行前应按相关规程和反事故措施的要求进行交接验收试验，投产验收中需重点检查交接验收试验的情况。

对于在交接验收试验和预防性试验中使用的有准确度要求的仪器仪表须定期送到有检验资质的单位溯源，保证测试结果的不确定度满足相应要求;新购置仪器仪表溯源合格后方可使用。变压器和电抗器要按规定定期对变压器油进行色谱及油质分 析，及时发现问题进行处理。对于SF6气体绝缘的高压电气设备，压力表指示值应在正常范围内，压力降低一定要查清原因，不得以随时补气代替查找泄漏点，定期进行SF6微水测量和密度继电器校验，发现问题及时处理，必要时开展SO2、H2S等分解物含量的测定。

第二十四条 节能与环境保护技术监督工作是电网公司贯彻国家节能与环境保护法规，履行节能与环境保护职责与义务的重要措施之一。并网机组节能环保技术监督包括发电设备的可靠性、效率、能耗；生产过程中环境保护技术监督；环保设施的监督；污染排放的监督。

第二十五条 实行电网的节能调度，在满足电网调度要求的基础上，优化机组运行方式，进行电、热负荷的合理分配和主要辅机的优化组合，实现经济运行。发电企业应定期进行能耗测试，能耗测试的结果报调度部门作为节能调度的依据，技术监督单位有权力对能耗测试结果进行抽测。

并网机组主要系统和设备试生产后及进行重大技术改造、B级以上检修后，都应进行热力性能试验，为节能技术监督和节能调度提供依据。

能源计量是节能技术监督和节能调度的重要依据，发电厂对配置的进厂、入炉煤计量装置及分炉计量装置、实物校验装置应定期进行校验。

第二十六条 并网发电机组必须制定防止影响电网系统安全的措施，定期配合电网公司开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，落实检查中提出的防范措施。发电企业应将机组非、异停情况及原因分析及时、准确报送电网技术监督单位。

第二十七条 为保证电力生产安全可靠性，发电锅炉、压力容器、压力管道等特种设备在基建阶段须进行制造、安装质量安全性能检验，投运后须进行定期检验，检验单位应为具备电站锅炉压力容器检验检测资质的综合机构。

第二十八条 水轮发电机组最大出力、运行振动区及稳定运行区是节能调度和电网安全稳定运行的重要依据，对于已投运机组或改造后机组的最大出力确定或变更，运行振动区及稳定运行区的确定和变更需经专项试验论证并提供报告，报调度审查和备案。

第二十九条 建设项目的环保设施（除尘器、脱硫装置、脱硝装置）必须实现“三同时”，环保设施必须随主设备投入运行。除尘器效率、脱硫、脱硝效率测试工作应由具有资质的试验单位进行。

技术监督单位根据发电机组运行情况，不定期对脱硫装置、脱硝装置、除尘装置运行情况进行现场检查。并对脱硫和脱销设备在线监测系统运行数据进行监督和抽查，并以此作为脱硫等电价支付的依据。

火电企业应加强环保设施的维护工作，确保接入RTU、PMU和上报的运行参数和统计数据真实可靠。

第三十条 关口计量装置的配置要满足《湖南省电力公司关口电能计量装置配置技术规范》。

关口电能表采用静止式多功能电能表，对于Ⅰ类关口电能计量装置应采用主、副表计量方式，副表的型号、规格、准确度等 级应与主表相同。

发电厂上网关口计量装置宜采用计量专用互感器，其它关口计量装置应采用计量专用或具有专用计量绕组的互感器，计量二次回路不得接入与电能计量无关的设备。

试研院协助公司营销部归口管理湖南电网关口电能计量装置，负责湖南电网关口电能计量装置的技术监督工作，承担省级关口计量装置的检定、验收，并负责湖南电网发电厂上网关口电能计量装置的周期现场检验。

电能计量装置由电能计量检测机构检定并施加封条、封印或其他封固措施。任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互间的连线或更换计量装置元件。第三十一条 加强电能质量技术监督

大型谐波源用户的电能质量技术监督主要包括电力谐波、电压波动和闪变以及负序。电力谐波、电压波动和闪变以及负序主要是电气化铁道、冶金、化工、电力等部门的非线性设备、冲击性负荷和不平衡负荷产生的。

电能质量技术监督工作的目的是限制注入电力系统的电力谐波、电压波动和闪变以及负序，保证公用电网的电能质量在国家标准允许范围之内，降低电网损失，保证发电厂、公用电网和电力用户电气设备的安全、经济、优质运行。各发、供电、设计、基建单位和电力用户都应真正重视并切实做好这项工作。

大型谐波源用户接入系统前必须对其对电网电能质量指标的影响进行评估，评估合格方可接入系统。评估不合格则必须在设计中考虑治理措施；新的谐波源用电设备接入电网前后，均要进 行现场测量，如不满足国家标准的要求，不予接入系统。已接入电网运行的谐波源设备均要进行现场实测，建立谐波源数据库，在容量不发生变动的情况下，每五年复查一次。但当该谐波源电能质量指标严重超标时，应缩短试验周期。新建和扩建的谐波源设备，谐波源用户应按规定向地方电力部门报送相关的技术资料。

公司试研院负责监督审查各基层单位对所辖范围内的谐波源用户注入电网电能质量污染指标的分配，监督和检查各基层单位对所辖范围内的谐波源用户的电能质量监测。当发现电网谐波、电压波动和闪变以及负序超过国家标准规定时，应查明污染源，并根据“谁污染，谁治理”的原则，督促和协助谐波源设备所属单位限期采取治理整改措施。逾期不能达到国家标准者，应对其采取相应措施直至退出电网运行。

第四章 新能源涉网技术监督

第三十二条 光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关标准。光伏电站接入电网检测由具备相应资质的机构进行。

大型和中型光伏电站应具有有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。大型和中型光伏电站参与电网电压调节的方式应在进行接入系统方案设计时确定。

光伏电站和并网点设备的防雷和接地，应符合《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》中的规定。光伏电站并网点设备应按照《建筑物电气装置 第7-712部分： 特殊装置或场所的要求 太 阳光伏（PV）发电系统》的要求接地/接保护

第三十三条 风电场接入电网检测由具备相应资质的机构进行，并报所接入电网调度部门备案。

风电场应具有有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率。

第三十四条 其它型式的新能源发电厂，如采用旋转机械原动机，应满足第三章有关旋转机械原动机的要求。

第五章 附则

第三十五条 各地区电业局应根据本规定结合本地区电网实际状况，配合试研院对并入配网的发电厂和大用户进行涉网技术监督的实施。

第三十六条 本规定由湖南省电力公司技术监督办公室负责解释、修订和监督执行。

篇3：东北电网并网电厂涉网安全技术监督工作规定

近年来,为缓解全球能源危机、减少环境污染, 风能、太阳能、生物质能等可再生能源获得极大重视,使得分布式电源(distributed generator,DG)技术迅猛发展。DG、能量存储系统、可控负荷、电动汽车等不同 类型的分 布式能源 (distributed energy resource,DER)逐渐普及至电网用户端(Users)[1]。 作为集中式发电的有益补充,DER可以缓解电网供电压力,有利于平衡负荷;DER的接入位置多为配电网用户端或其附近,有利于减少电力传输时的线路损耗及配电网升级费用;DER利用可再生能源发电、能量存储、负荷控制等技术,可有效减少用户用电费用、提高能源利用率及用户用电独立性。但与此同时,容量小、数量大、分布不均 且随机性 强的DER大规模并网给电网的稳定运行带来了巨大挑战[2]。虚拟电厂(virtual power plant,VPP)的提出则为解决DER并网带来的技术难题提供了新的思路。虚拟电厂通过先进的控制、计量、通信等技术聚合不同类型的DER,并通过更高层面的调度算法实现多种类多数量DER的协调优化运行,从而实现对DER并网的监管[1]。

当今,全世界的电力行业正在发生转型,垄断型运营模式逐步向基于市场运营的方向转变,部分传统的电力调度中心也将转型为独立系统运行机构 (independent system operator,ISO)[3,4]。 与此同时,随着智能电网技术的逐步发展,ISO与电网用户之间能够实现能量、信息的双向连通,为用户需求侧响应提供了可能。可以预见,未来的智能电网将依托基于实时电价机制的自由电力市场:多元化的发电商根据电能需求参与电力市场批发侧竞标;ISO实时调整零售电价使其跟随成本电价从而引导电力市场;智能电网用户响应实时电价,决策用电及并网行为以追求自身利益的最大化;用户用电及并网行为的实时变化导致电能需求变化继而影响发电商的竞标策略。发电商、ISO和电网用户环环相扣的行为在政策法规等宏观约束下达到一定的市场平衡。 与自由的用电行为不同,智能电网用户的并网行为需由ISO监管,若ISO直接采用虚拟电厂技术协同DER用户发电,其协同发电的约束力来自于ISO与DER用户间的事先协议或即时指令,这与电力市场高度自由化、实时电价作为调控手段的市场运营模式相悖。因此本文基于虚拟电厂技术,设计研究基于实时电价机制的未来智能电网系统中用户并网供电的规则。

虚拟电厂聚合多样化的DER,协调控制并调度以满足电力系统的电能需求。协调控制技术是虚拟电厂的关键技术,文献[5-7]指出虚拟电厂可由若干可再生能源发电站和至少一座完全可控的传统型发电站组成。其中,文献[5-6]建立了线性规划优化分配模型,文献[7]建立了基于加速粒子群算法的优化分配模型。本文所提出的基于虚拟电厂技术的协调控制DER用户并网模型,亦建立在“区域内存在完全可控的供电设施”这一研究基础之上。在满足电力系统电能需求的基础上,实现最佳效益,是研究虚拟电厂协调控制策略的目标。对于优化目标的选取,文献[8-9]分别提出了考虑用户舒适度和电压稳定性的分布式热泵系统控制策略,文献[10]针对虚拟电厂优化的多目标问题提出了加权多目标模型。 本文结合上述文献,根据虚拟电厂的功能分类分别提出基 于商业型 虚拟电厂 (commercial VPP, CVPP)和技术型 虚拟电厂 (technical VPP, TVPP)[11]的优化目标,并依据模糊隶属度理论进行多目标优化研究。

1建模分析

基于虚拟电厂技术的智能电网用户并网规则主要用于规范及约束ISO与DER用户竞标并网时的互动行为:ISO根据用户实时反馈的负载数据预测下一时间段内发电成本并向用户公布参考竞标电价;DER用户根据参考电价及自身出力能力向ISO反馈竞标策略;ISO根据一定具有针对性的优化目标响应用户决策应标。

1.1参考电价

假设基于实时电价机制的智能电网系统电价更新周期为T。第k个周期开始时,ISO根据用户反馈的周期内负载PL(k)即电能需求,计算电网只由可控发电厂供电时的出力为假设可控发电厂传统的火力发电厂,一般火力发电厂j出力为时的边际成本π(k)j为:

式中:ΩS为火电厂机组由发电导致的成本;ΩV为火电厂机组由出力变化导致的 成本;xj(k-1)为第k1个周期内DER竞标后火电厂j的实际出力;aj, bj,cj,βj为发电成本参数。

令,即η(k)为出力变化比,可得:

不考虑电力系统的建设、维护费用及输配电费用,此时的平均电价为θ(k),令其为参考电价,即

1.2用户竞标策略

用户i将第k个周期内其所有DER预测出力范围及根据参考电价θ(k)所制定竞标策略反馈至ISO。本文设计的并网规则中,用户竞标策略采用一次函数形式,用户收益与其出力成线性关系。用户i在第k个周期的出力收益φi(k)及平均竞标电价λi(k)如式(6)和式(7)所示。

式中:mi(k),ni(k)为用户i的竞标参数。

因为函数λi(k)具有单调性,所以根据用户的博弈策略,竞标策略可分为4类:

式中:α,β为竞标范围比例系数,且0<α≤1,β≥1。

式(8)表示平均竞标电价随出力增加而减小, 式(9)表示平均竞标电价始终低于参考电价,式(10) 表示平均竞标电价始终高于参考电价,式(11)表示平均竞标电价随出力增加而增大。

1.3优化目标及约束

ISO参考CVPP或TVPP优化目标响应用户竞标,协调周期内可控电厂及DER用户的发电行为。本文所涉及的优化目标包括运营成本、有功网络损耗及电能质量,如式(12)至式(14)所示:

式中:运营成本C1由可控电厂发电成本和DER用户收益组成;xj(k)为第k周期DER用户竞标 后经ISO协调发电时可控发电厂j实际出力;Ui和Ui′分别为节点i和i′电压;Rii′为节点i,i′间的阻抗;US为期望电压值;n为节点总数。

C1表征周期内的边际成本是CVPP关心的重点。有功网络损耗C2为各支路有功线路损耗之和。 电压偏离程度C3为区域内各节点电压对标准电压的偏离程度。本文不考虑电网频率及谐波因素,只考虑单个周期内电网运行情况,因此仅以电压偏离程度表征电能质量。有功网络损耗及电能质量能够从侧面 反映电力 系统的安 全稳定性,因此多为TVPP所关注。

多目标分析基于模糊隶属度理论,设计上述各单目标Ci的隶属度函数(式(15)),当A(Ci)的值越趋近于0,则Ci离最优值(最小值)越接近。多目标优化的目标函数为各单目标隶属度函数的最大值, 试图求解式(16)中C的最小值使得3个目标均衡地接近最优值。

ISO响应DER用户竞标,协调可控发电厂与DER用户协同供电时需始终满足电力系统的潮流约束:

式中:PRii′max为线路最大功率。

式(17)为系统供需平衡功率约束,式(18)为可控发电厂最大出力约束,式(19)表示支路容量约束。

2算法设置

针对上述模型,本文采用多起始点变邻域下降 (multi start and variable neighborhood descent, MS-VND)算法与局部搜索(local search,LS)相结合的算法进行求解。算法伪代码如下,结合所提出的模型及仿真算例,采用0-100的整数编码表征用户并网出力功率百分比。随机生成Nstart组初始解作为起始点,分别对各初始解进行变邻域搜索求得较优解并对该较优解进行局部搜索,进一步优化至满足算法终止条件。

该算法核 心部分为 变邻域下 降 (variable neighborhood descent,VND)算法。VND算法是变邻域搜索 (variable neighborhood search,VNS)算法的一种,由Mladenovic和Hansen提出[12],其主要思想是针对问题模型及编码方式设计一系列半径不同的邻域搜索算子并优化各邻域搜索顺序,对初始解进行变邻域贪婪搜索,其流程图如图1所示。 图中:mod(·)为取余数函数。

图1中:k为邻域内搜索次数,邻域j的终止条件为解经过Kmax(j)次搜索无改进,Kmax(j)随邻域大小自适应变化,满足式(20):

式中:N(j)为邻域j的可行解总数,直接反映该邻域大小;Nmin为最小邻域的可行解总数;k为常数表示最小邻域Nmin的终止搜 索次数,本文设置k为300。

本文算例中对初始解即用户并网出力功率百分比序列进行邻域算子迭代,若迭代后目标函数值优于当前最优目标函数值,则用迭代后的序列代替当前最优序列。当前邻域内经过Kmax(j)次迭代搜索无改进,以当前最优序列为初始解序列进入下一邻域搜索。当所有邻域均无法对当前最优解进行优化时VND算法终止。图2为VND算法依次在邻域1,2,3中的搜索过程。当前解经过Kmax(1)次搜索后未得到优化,进入邻域2且该邻域终止条件更新为Kmax(2);当前解在邻域2中进一步优化至终止条件进入邻域3,更新该邻域终止条件为Kmax(3), 以此类推。由式(20)可知,邻域越大,Kmax(j)的值越小。当邻域覆盖范围较大时,当前解能够快速收敛,此时Kmax(j)设置较小,有利于降低计算量,避免不必要的广域搜索。当当前解收敛到最优解附近时,设置的邻域覆盖范围变小,Kmax(j)增大,搜索覆盖率提高,以便更精确地搜索最优解。

结合用户并网出力的可行性及计算代价评估等因素设计了包括平移算子、递增(减)算子、变异算子等在内的8个邻域,变邻域下降搜索的顺序按邻域大小N(j)由大至小排序,并通过局部最优跳出机制确保算法的搜索深度及广度。

当算例规模较大时,VND算法邻域半径设置偏小将导致计算成本大幅增加,而邻域半径设置偏大则容易陷入局部最优。因此本文在研究IEEE 118节点仿真算例时,对由MS-VND求得的较优解进行局部搜索,从而进一步优化解的质量。

本文提出的MS-VND+LS算法针对单个或多个初始解进行优化,其搜索方式是简单的贪婪搜索形式。同时,MS-VND算法根据模型及实际算例设计一系列具有针对性的邻域并合理规划其搜索顺序,可以有效减少对不可行解的搜索次数,节约计算成本,提高计算效率。与局部搜索相结合,采用二阶段搜索的方式可以有效解决较大规模算例。总的来说,与具有普适性的遗传算法、粒子群算法等传统群体智能算法不同,MS-VND+LS算法是一种针对本文提出模型及算例的简单高效算法。

3算例分析

3.1仿真实验设置

采用IEEE 118节点标准测试系统模拟某区域居民用电系统进行仿真,设置周期T=1h。以测试系统平衡节点作为该区域的可控发电设施并假设该可控 发电设施 为火力发 电厂,发电总容 量为1 500 MW,其发电成 本参数为a=10美元,b= 3美元/(MW·h),c=0.03美元/(MW·h)2,β= 0.051美元/(MW·h)2[13]。假设该周期 内负载需 求较上一周期有所减少,出力变化比η=0.65。

考虑测试系统能量等级的合理性,假设每个节点均为区域性能量管理系统,能量管理系统响应该节点地理区域内用户群体的负载需求并根据实际情况统一制定并网竞价策略。本仿真只考虑节点的整体行为,节点内每个独立用户的个体行为不做详细研究。算例假设118节点中随机的67节点可以并网竞标供电,即为DER用户,其余节点均只作为负载用户。 其中,所有节点 有功负载PL按参数为 μ=10,σ=2的正态分 布随机生 成,如附录A图A1所示;所有可并网供电节点有功出力上下限按参数为μ1=3,μ2=6,σ1=0.5,σ2=1的正态分布随机生成,如附录A图A2所示。

由于居民用电负载多为阻性负载,功率因数较高,因此各节点无功负载QL设置相对较小。计算运营成本及网络损耗时亦不考虑无功补偿成本及无功损耗。假设ISO对该区域负载估计为无偏差估计,由潮流计算可得该区域只有可控发电厂出力供电时发电 功率为1 298.358 MW,发电成本 为54 477美元,因此,平均发电 成本 (参考电价 )为41.96美元/(MW·h)。考虑竞标范围合理性,设置α=0.5,β=2。各节点根据参考电价反馈的竞标参数及所采用竞标策略类型如附录A表A1所示 (竞标策略编号1至4依次对应式(8)至式(11)表述的竞标策略)。

3.2仿真结果及分析

所设计的算法中,MS-VND算法起始点个数设置为10,邻域个数为8,邻域内搜索终止条件根据邻域大小自适应变化,针对较优解进行局部搜索时的搜索次数也相应增加。分别就单目标及多目标情况进行仿真,仿真结果如表1所示,DER实际出力分布如图3所示。

Case 0对集中式发电情况进行仿真,即区域内只有可控发电设施出力。由潮流分析可得,该情况下运营 成本为54 477美元,有功网络 损耗为104.208 MW,各节点电压偏离标准电压的方差为0.021 562。

Case 1以运营成本为优化目标。其最优解时运营成本为41 841美元,较未接入DER的集中式发电情况降低成本23.2%。由于可再生能源发电边际成本低,因此用户的DER并网供电行为可以有效地降低电力系统运营成本,节约资源,但用户的出力范围具有不确定性。在本文所设计的并网供电模型中,用户的出力范围和竞标策略直接影响运营成本。

Case 2以电网有功损耗为优化 目标。未接入DER集中式发电情况下电网有功损耗占发电总容量的8.03%,而以有功损耗作为优化目标求得最优解情况下,电网有功网络损耗52.146 MW,仅占发电总容量的4.02%,此时可并网供电用户全部以最大功率出力。可见,在当前模型下合理配置DER可以有效地降低有功网络损耗。

Case 3以电网节点电压偏差程度为优化目标表征电能质量。节点电压偏差程度以节点电压偏离标准电压的标准差作为衡量基准,未接入DER时电压偏差值为0.021 562,最优解情况下电压偏差值为0.021 206。优化DER并网后的电压偏差值较集中式发电情况降低了1.65%,各节点电压更加接近期望电压,节点间电压偏差更小。因此在本文假设的场景下,DER合理并网可以降低电压偏离程度,提高电能质量,有利于电力系统的安全可靠运行。

Case 4综合考虑运营成本、有功损耗和电压电压偏差程度进行多目标优化。该情况下算法收敛特性曲线如附录A图A3所示,由图可得,算法能够快速收敛且局部搜索过程可进一步优化由MS-VND算法所得的解,证明所设计算法的有效性。该情况下运营成 本为44 365美元,较Case 0降低了18.56%;有功损耗为65.752 MW,较Case 0减少了36.9%;电压偏差为0.021 366,较Case 0降低了0.9%,三项指标较集中式发电情况均有明显改善。 因此ISO按该优化目标协调DER并网不仅可以降低电网运营成本、减少损耗,亦可使电网更加安全可靠的运行。

Case 4情况下求得的最优解与Case 0,Case 1, Case 2,Case 3四次仿真结果进行对比,如图4至图6所示。其中,Case 1较集中式供电情况运营成本减少23.2%,有功损耗降低45.73%,电压偏差降低了0.065%;Case 2较集中式供电情况运营成本减少22.35%,有功损耗降低49.96%,电压偏差提高了0.056%;Case 3较集中式供电情况运营成本减少7.22%,有功损耗降低13.39%,电压偏差降低了1.65%;Case 4较集中式供电情况运营成本减少18.56%,有功损耗降低36.73%,电压偏差了降低了0.091%。由数据及图4至图6分析可知,Case 4情况下运营成本、有功损耗及电压偏差相对于集中式发电情况均有明显改善,与Case 1,Case 2,Case 3中单目标优化情况相比各最优指标相差较小,是一种综合考虑电网经济、安全、可靠运行的方案。因此对于ISO而言,当其仅关心某一单独指标时,可参考Case 1,Case 2,Case 3所采用的目标模型设置应标方案;当需考虑电网综合指标时,可参考Case 4所采用的多目标模型;若其考虑综合指标且有所偏好,可在多目标模型的基础上设置权重系数进行应标。

由附录A表A1和图3可知,DER用户采用不同竞标策略均能有效的参与并 网竞标,如节点8, 84,9,6分别采用了式(8)至式(11)表示的4种竞标策略,在Case 1,Case 2,Case 3,Case 4四种竞标环境下的应标结 果均有所 不同,可见本文 所提出的4种竞标策略是合理可行的。节点8,28采用竞标策略1,该策略特征是平均竞标电价随竞标出力递减。Case 4情况下,节点28满负荷输出而节点8的输出功率为3.02 MW,未达到出力上限,可见采用相同竞标策略的节点其应标结果仍有差异,这与节点在电力系统中的拓扑位置及其设置的竞标参数m,n有关。竞标策略2的特征为用户平均竞标电价始终低于参考电价,因此在以运营成本为优化目标的Case 1情况下选择竞标策略2的用户全部满负荷输出,在Case 4情况下亦接近满负荷输出。竞标策略3的特性为用户平均竞标电价始终高于参考电价,即使竞标价格较高,采用该策略的用户在不同情况下的中标情况依旧可观,但较少出现满负荷输出情况。竞标策略4的特性为用户平均竞标电价随竞标出力递增,采用竞标策略4的用户中标情况多为以低功率并网。因此,在本文所提出的并网模型下, DER用户应根据自身所处拓扑位置、出力能力及储能情况合理选择竞标策略:当DER用户无法储能而急于并网消纳时,可采用策略2竞标,以较低的竞价策略保证确保其较大出力功率中标;当DER用户储能容量较小时,可采用策略1,4竞标,既可以追求更高的竞标收益,又可以平稳出清储能;当DER用户储能容量较大时,可采用策略3,4并选择参考电价较高时竞标以获取更高的收益。

4结语

随着智能电网技术的逐步发展,电力运营商与电网用户之间能够实现能量、信息的双向连通。未来智能电网用 户不仅可 以消费电 能,还可以通 过DER的形式并网出售电能。本文针对此背景下的智能电网用户 并网规则 进行了深 入探究,提出了ISO实时预测参考电价、DER用户响应参考电价参与并网竞标、ISO决策应标的并网模式。根据建立的并网规则模型,设计了MS-VND与局部搜索相结合的优化算法进行求解,并通过IEEE 118节点标准测试系统模拟某区域电力系统进行数值仿真。通过仿真数据分析了ISO的单目标及多目标决策模型的针对性,同时分析了用户4种竞标策略的优劣及适用情形并给出了合理建议。总体来说,仿真结果及分析表明所设计的基于虚拟电厂技术的未来智能电网用户并网规则合理可行,不仅可以协助ISO有效地管理控制区域内的DER有序并网,还有助于提高电力系统运行的经济性和可靠性。

附录见本 刊网络版 (http://www.aeps-info. com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：未来智能电网用户不仅能够消费电能,还可以通过分布式能源并网出售电能。针对基于实时电价机制的未来智能电网,结合虚拟电厂技术,设计用户并网供电规则。考虑用户的多种博弈行为设计研究竞标策略,参考商业型和技术型虚拟电厂设计优化目标,建立了未来智能电网用户并网多目标优化模型。通过多起始点变邻域下降法与局部搜索相结合的优化算法,采用IEEE 118节点标准测试系统模拟区域电网进行仿真。数值仿真的计算结果验证了模型及算法的有效性。